1.1工程概况

 

1.1.1 青海共和45万千瓦风电配套储能项目（A包）

 

黄河上游水电开发有限责任公司共和45万千瓦风电项目位于青海省海南藏族自治州共和县切吉乡东北约15km处，场址中心距共和县城约75km。风电场地理坐标为东经E99°34′0.86″～99°52′12.1″，北纬N36°22′44″～36°32′16.6″，场区面积约180km2，海拔在3000～3190m之间。场址区地处山前倾斜平原，地貌以高原草甸为主。场址区沿线有207省道、共玉高速、214国道通过，有县道、水泥路和土路可利用，汽车运输相对较便利。

 

风电场本期装机规模为450MW，安装225台2000kW风力发电机组（以下简称“风机”），该风电场和周围其它风电场配套建设一座切吉东330kV升压站，升压站规划容量1500MW，最终接入海南州水光风多能互补集成优化示范工程750kV汇集站330kV侧。

 

风电场风机出口电压均为0.69kV，每台风机配套一台2150kVA箱式变电站（以下简称“箱变”），风机与箱变的接线方式采用一机一变单元接线方式。根据风机布置情况，将风机进行分组，每组对应一回35kV集电线路，共18回，每组连接11台~14台风机。集电线路采用汇流干线方式，箱变高压侧经35kV架空线路将电能输送至330kV升压变电站，实现与电网的连接。

 

风电场配套储能系统，采用分布式就地安装-集中控制方式，共30套储能单元，配置总容量为45MW/90MWh。风电场共18回集电线路，在其中1回集电线路的13台风机现地均配置储能单元，其余17回集电线路仅在距升压站最近的1台风机现地配置储能单元。

 

每套储能单元包括储能变流器、隔离变压器（若有）、电池系统和附属设备，电池采用三元锂、磷酸铁锂、全钒液流、铁铬液流、锌溴液流电池和先进技术电池。储能单元采用集装箱安装方式。

 

1.1.2 乌兰10万千瓦风电配套储能项目（B包）

 

黄河中型水电开发有限责任公司乌兰10万千瓦风电项目位于青海省乌兰县茶卡地区，场址西侧为茶卡盐湖。风电场地理坐标为东经E99°13′32″～99°16′26″，北纬N36°37′54″～36°42′59″，场区面积约26km2，海拔在3070～3150m之间。场址区地处山前倾斜平原，地貌以高原草甸为主。场址区沿线有308省道、京藏高速、109国道通过，交通较为便利。

 

风电场本期装机规模为100MW，安装40台2500kW风力发电机组，该风电场配套建设一座乌兰330kV升压站，升压站规划容量1500MW，近期按600MVA布置，本期以1回330kV线路接入切吉东330kV升压站。

 

风电场风机出口电压均为0.69kV，每台风机配套一台2750kVA箱式变电站，风机与箱变的接线方式采用一机一变单元接线方式。根据风机布置情况，将风机进行分组，每组对应一回35kV集电线路，共4回，每组连接10台风机。集电线路采用汇流干线方式，箱变高压侧经35kV架空线路将电能输送至330kV升压变电站，实现与电网的连接。

 

风电场配套储能系统，采用分布式就地安装-集中式控制方式，共4套储能单元，配置总容量为10MW/20MWh。风电场共4回集电线路，在每回集电线路距升压站最近的1台风机现地配置储能单元。

 

每套储能单元包括储能变流器、隔离变压器（若有）、电池系统和附属设备，电池采用三元锂、磷酸铁锂、全钒液流、锌溴液流电池。储能单元采用集装箱安装方式。

 

1.2 工作范围及内容（但不限于）

 

1.2.1本次招标范围为：共和45万千瓦风电项目27套储能变流器（含9套2000kW和18套1000kW）、乌兰10万千瓦风电项目4套储能变流器（含3套2500kW和1套1000kW），包括变流器（PCS）、干式隔离变压器（若有）、能量管理控制系统就地控制装置（EMU）、集装箱体及内部的配电、环控、消防、自用电计量、照明等，以及箱体内所有电气元件、电缆和通信线缆等全部附属设备。共分两个标包：

 

A包为9套2000kW和18套1000kW（用于共和45万千瓦风电项目）；

 

B包为3套2500kW和1套1000kW（用于乌兰10万千瓦风电项目）。

 

投标人的工作内容为：供货范围内所有设备主要元器件的选型、制造、软件设计开发、提供相关图纸资料、试验（包括工厂试验、出厂试验）、包装、设备运输、现场开箱检查，指导现场安装、调试和试验，参加联调试运行、系统验收以及对运行操作和维护人员的培训、参加招标人组织的其它设备的设计联络会及设计协调会，投标人应保证设备、文件和技术服务按合同要求的时间及内容进行。

 

投标人负责与风机箱变内测控装置和储能进线电能表、电池管理系统（BMS），以及集装箱（包括电池系统）内的配电、环控、消防、自用电计量、门限开关、液流电池循环系统的液位、温度、流速、泄漏检测等的通信和联调。

 

投标人负责与风电场监控系统平台（包括能量管理控制系统、风机监控、储能监控、升压站监控、AGC/AVC系统等）的通信和联调。

 

鉴于风电场风机及储能系统将参与黄河上游千万千瓦级水风光储多能互补协调控制运行，投标人提供的储能变流器应具备完善的能量管理控制功能，并配合买方开展多能互补协调控制运行策略研究及软件开发工作。

 

1.2.2交货时间、地点及方式

 

A包交货地点为青海共和45万千瓦风电配套储能项目工地指定地点，车上交货，交货时间为2018年8月15日、2018年8月30日、2018年9月15日分三批次交货，每批次数量9套。

 

B包交货地点为乌兰10万千瓦风电配套储能项目工地指定地点，车上交货，交货时间为2018年8月30日。

 

1.2.3投标人结合交货时间和自身产能选择1~2个标包进行投标，招标人有权将本项目授予一家或多家投标人。

 

1.3资金来源

 

青海共和45万千瓦风电配套储能项目（A包）由青海黄河上游水电开发有限责任公司利用自有资金和银行贷款投资建设，资金已落实。

 

乌兰10万千瓦风电配套储能项目（B包）由青海黄河中型水电开发有限责任公司利用自有资金和银行贷款投资建设，资金已落实。

 

1.4投标人资格

 

投标人必须是在中华人民共和国工商管理部门注册的，具有独立法人及一般纳税人资格的变流器生产制造企业。对于国外进口设备，允许由该设备制造公司的国内销售机构投标。

 

1.5商业信誉

 

投标人应具有良好的商业信誉。不存在被列为失信被执行人的情形，具体认定以信用中国(www.creditchina.gov.cn）网站检索结果为准。

 

1.6业绩

 

投标人在国内外单体储能项目提供过储能变流器容量5MW及以上，且具有成功运行经验（须提供投运证明材料）；并同时满足累计储能项目的变流器总容量为30MW及以上的业绩（须提供相关合同证明材料）。

 

1.7资格后审

 

招标人将根据投标人提供的投标文件在评标阶段对其进行资格后审，对资格审查不合格的投标人，将不进入下一阶段评审，其后果由投标人自行承担。

 

1.8招标文件的获取

 

1.8.1 公告发布日期：2018年6月27日

 

1.8.2 报名截止日期：2018年7月3日             17:30时截止

 

1.8.3 发售时间：2018年6月28日～2018年7月4日  8:30～11:30，14:30～17:30。

 

1.8.5 每套招标文件售价为人民币伍佰元整，购买招标文件的费用无论中标与否均不予退还。

 

1.9 投标文件的递交

 

投标文件必须于2018年7月23日北京时间9:30时投标截止时间前递交

 

1.10其它

 

1.10.1 投标人应填写报名申请表。

 

1.10.2报名时须携带投标人的单位有效证明（介绍信或授权书）、营业执照副本复印件、本人身份证原件及复印件。

 上述发布时间内，在电力招标采购网www.dlztb.com网站注册查看本招标公告并填写购买招标文件登记表（加盖投标人公章，见招标公告附件）

联系人:马工

电话：010-51957412-53310966

手机:17746587250.18701298819.

邮箱地址:1051008819@qq.com

相关附件：附件1.公告.docx

                 附件2.申请登记表.docx

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